浅谈致密油藏直井体积压裂储层改造体积的影响因素

唐誉文++曹阳

摘 要：致密油是一种自生自储的非常规油气资源。致密油储层因为致密、渗透率低，所以储层基质向裂缝的供油能力差，仅仅依靠单一的压裂主裂缝方法很难达到增产的效果，体积改造要形成裂缝网络，才能在最短距离内让流体基质到裂缝渗流，所以致密油储层的改造要在三维的方向形成裂缝网络才能全面改造，即体积压裂。针对三叠系致密油储层的特点建立缝网模型，然后对比体积压裂与常规压裂的效果，得出体积压裂对储层改造体积的影响。

关键词：体积压裂；压裂技术；体积改造；缝网形态

中图分类号：TE357 文献标识码：A DOI：10.15913/j.cnki.kjycx.2015.18.081

超低渗透致密储物层的孔隙非常复杂、喉道细小，常规的压裂技术很难保证增产的效果。但是天然裂缝在储层中的发育可以通过压裂施工中优化排量、降低液体黏度的技术，使主裂缝与次生裂缝和微裂缝连接形成全方位的裂缝网络，提高压裂后的单井产能。本文通过研究致密储层缝网形态的体积改造和参数，对比单井生产动态的影响。

1 地质概况

某油田三叠系长8储层类型单一，平均深埋在2.1 km左右，油层厚度平均为15.7 m，有效孔隙为10.52%，平均渗透率为1.4×10-3 μm2，油层原始的地层压力为18.2 MPa，主要采用的是菱形返九点注水开发井网，最大主应力和最小主应力在区域水平内的差值比较小，最大主应力的方向是北偏东75°。现场测试结果和岩心观测的结果为本储层有两组天然裂缝发育，主要是北东向，其次为北西向。缝网间的裂缝间距和主次裂缝的导流能力各不相同，裂缝间距s指的是每两条平衡次裂缝之间的距离。储层改造体积为：

Vsr=abh. （1）

Vsr为储层改造体积，m3；a为缝网长度，m；b为缝网宽度，m；h是缝网高度，m。

本案例中的直井常规压裂的缝长与体积压裂的主裂缝长度相等，次生裂缝网络面积为2×104 m3，缝网的导流能力为0.7 μm2/cm。致密储层的基质渗透率非常低，常规压裂单井产能为1 m3，单一裂缝的压裂能力已经不能满足需求了，所以想要获得更高的产能，必须进行体积压裂改造。

致密储层的改造过程与页岩储层不同，因为储层的渗透率低，所以地层中如果没有有效的沟通天然缝网，会导致产量过低，所以缝网的体积直接决定了最终体积改造的开发效果。矩形缝网在长宽比不同的情况下，储层改造体积会影响单井生产动态。例如，长宽比为1∶1，长宽高是100 m×100 m×28 m，储层改造体积就是28 112 m3；长宽高是300 m×300 m×28 m，储层改造体积就是252 448 m3。而缝网长宽比为4︰1和1︰4，长宽高为400 m×100 m×28 m和100 m×400 m×28 m时，储层改造体积均为112 m3；缝网长宽比为3︰1.3时，长宽高比为300 m×133 m×28 m，储层改造体积为112 m3。

通过对前期资料的系统整理和相关参数的计算，归纳了相关目的层的基本数据。由于地质条件存在差异，所以混合水压裂的裂缝形态也会有很大的差异，在开展混合水压裂时，多数的井会以主裂缝为主干道形成网络裂缝系统。基于地质特征建立最大主应力方向的模型，采用等效加密法，模拟研究不同缝网形态和缝网参数的体积压裂。

根据所在区域的地质特征，使用产量数据对油井的压裂情况和油藏参数进行历史拟合，拟合所得出的地层渗透率和支撑缝长的参数都对油田的开发具有参照意义。历史拟合首先要估算缝长、裂缝导流能力和储层的渗透率，这样才能使模拟计算的结果更准。

2 体积压裂缝网形成的影响因素

体积压裂能不能形成复杂的裂缝网络取决于地质和压裂施工工艺两个方面的因素。

2.1 地质因素

2.1.1 储集层岩石的矿物质成分

储集层的矿物质成分会影响到岩石的力学性质，影响到裂缝的延伸路径和开裂方式。经研究得出结论，硅含量较高，并且钙质填充天然的裂缝发育的页岩最容易形成复杂的裂缝网络，增产效果也比较好。缺少硅质和碳酸盐夹层的页岩由于黏土矿物含量高，所以这类储集层实现体积压裂的复杂裂缝网比较难。缝网形成的难易程度可以和岩石矿物成分形成脆性指数表，脆性指数融合了泊松系数和杨氏模量两重含义，还可以用岩石中脆性矿物质所占的比例来表示。岩石中脆性矿物质所占的比例越高，岩石的脆性指数就越大，越容易产生裂缝，形成缝网。而且不同储集层的矿物质成分差异比较大，所以使用的液体体系和改造技术也各不相同。

2.1.2 储集层的天然裂缝

体积裂缝网主要是由人工裂缝和天然裂缝沟通而形成，所以在储集层中，天然裂缝的方位和发育程度都会影响到人工裂缝的延伸和缝网的形成。在人工裂缝和天然裂缝夹角小于30°的情况下，施加多大的水平应力，天然裂缝都不会张开改变原有的裂缝延伸路径；在人工裂缝和天然裂缝夹角在30°～60°的情况下，天然裂缝只会在水平低应力差的情况下张开，形成裂缝网络，水平高应力差的情况下天然裂缝是不会张开的，主裂缝将直接穿过天然裂缝延伸，不具备形成缝网的条件；当人工裂缝与天然裂缝的夹角大于60°时，无论水平应力差有多大，天然裂缝都不会张开，主裂缝继续穿过天然裂缝延伸。

影响体积压裂缝网形成的因素还有地应力的异性和沉积变相等，地应力异性越强，就越容易形成窄缝网，不利于复杂缝网的形成；反之，则容易形成宽的缝网，使改造体积扩大。

2.2 施工工艺因素

致密油藏并非所有的页岩储集层都是一样的，不同的地质条件，体积压裂的施工条件就不同。对于不同的储集层，开发缝网裂缝的复杂指数也不同。

在中等渗透率油藏中，要减小裂缝复杂指数。当储集层渗透率非常低时，提高裂缝复杂指数会使产能有所提高。研究发现，渗透率为0.01 mD量级时，缝网效果最好，为0.000 1 mD量级时，大缝网的效果最好。

大缝网高裂缝缝网形成的有利条件为：施工排量大于10 m3/min，单井用液量在2 271～5 678 m3之间，低砂液与平均砂液的比例在3%～5%，最高不超过10%.

尽管在体积压裂施工中采用大排量与大液量，但是还是不能满足此裂缝的导流能力。对此，可以在压裂后期，通过泵入较大的粒径和高强度支撑剂提高砂液浓度，提高主裂缝导流能力，降低对次裂缝的要求。

3 结束语

利用体积压裂技术可以在地层中形成复杂的缝网，改善油藏渗透环境，提高储层的动用，增加致密储存的产量。单井的储层改造体积并不是越大越好，而是要在压裂措施的承受范围内提高产量。储层改造体积相等时，主裂缝的长度会影响单井开发效果。较大的储层改造体积在裂缝间距小的时候能体现更好的效果。相同改造体积下，裂缝导流能力越大，产油量就越高。主裂缝长度和导流能力是定值的情况下，提高次裂缝的导流能力能提升产油量。

参考文献

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〔编辑：王霞〕